Application of the Characterization Technique of Porous Media Reservoir on Reef-shoal Reservoirs of the Upper Ordovician in Tazhong Area

Abstract

Abstract:

The characterization technique of porous media reservoir is an analysis technique for characterizing the reservoir spaces of various sizes and their combination types, using core analysis, logging analysis, seismic analysis, experimental analysis of core samples, production performance analysis and other analysis techniques, and finally evaluating favorable reservoirs. Using this technique, 5 kinds of combination types of the Upper Ordovician of Lianglitage Formation in Tazhong Area, including pore reservoir, vug reservoir, pore-vug reservoir, fracture-cave reservoir and pore-vug-fracture-cave reservoir, are identified. And the pore throat structure, physical property and production performance of various reserviors are characterized. The results show that the pore throat structure of pore-vug reservoir is macroporous and large throat, and is better than pore reservoir and vug reservoir. And fracture makes an improving effect on all 5 reservoirs, which increase the physical property and connectivity. The production performance is affected by different reservoir type. The production performance of pore-vug-fracture-cave type and pore-vug type reservoirs is high and stable, and that of fracture-cave type reservoir is medium and relatively stable, and that of vug type reservoir in the inner platform is relatively low. The pore-vug-fracture-cave type and pore-vug type reservoirs in the platform margin are the favorable reservoir, and the fracture-cave type reservoirs in the inner platform is the main type of exploration target at present, and the pore type and the vug type reservoirs in the inner platform have also a certain exploration value if they develop fractures.

Key words: Tazhong Area, Lianglitage Formation, reef-shoal, porous media reservoir, characterization technique

CLC Number:

TE122.2

LI Weiling, QIAO Zhanfeng, DENG Xingliang, NI Xinfeng, ZHANG Zhenghong, CHANG Shaoying, LI Chang, SU Dongpo, SHAO Guanming, YANG Zhao. Application of the Characterization Technique of Porous Media Reservoir on Reef-shoal Reservoirs of the Upper Ordovician in Tazhong Area[J]. Geoscience, 2017, 31(02): 315-327.

Figures/Tables 10

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储层类型	储集空间组合	孔洞峰值范围/mm	孔隙峰值范围/mm	喉道峰值范围/mm	连通储集空间体积比例百分比均值/%
储层类型	储集空间组合	孔洞峰值范围/mm	孔隙峰值范围/mm	喉道峰值范围/mm	无裂缝	有裂缝	平均
孔隙型	孔隙≥90%,孔洞<10%	—	0.1~1	0.001~0.02	27.9	47.1	35.1
孔洞型	孔洞≥90%,孔洞<10%	10~30	0.1~0.2	0.001~0.01	31.4	42.8	33.9
孔隙-孔洞型	孔隙≥10%,孔洞≥10%	2~30	0.9~2	0.005~0.05	67.6	75.3	71.4

储层类型	储集空间组合	孔洞峰值范围/mm	孔隙峰值范围/mm	喉道峰值范围/mm	连通储集空间体积比例百分比均值/%
储层类型	储集空间组合	孔洞峰值范围/mm	孔隙峰值范围/mm	喉道峰值范围/mm	无裂缝	有裂缝	平均
孔隙型	孔隙≥90%,孔洞<10%	—	0.1~1	0.001~0.02	27.9	47.1	35.1
孔洞型	孔洞≥90%,孔洞<10%	10~30	0.1~0.2	0.001~0.01	31.4	42.8	33.9
孔隙-孔洞型	孔隙≥10%,孔洞≥10%	2~30	0.9~2	0.005~0.05	67.6	75.3	71.4

储层类型	产能变化特征	初始日产油/t	初始日产气/万方	稳产时间/a	日产油下降速率/(t/a)	日产气下降速率/(万方/a)	油压下降速率/(MPa/a)
孔缝洞型	高产稳产	110	28	6	-15	-4	-6
孔隙-孔洞型	高产稳产	112	6	6	-11	-1	-6
缝洞型	中产较稳产	30	8	1	-60	-8	-36
孔洞型	中低产不稳产	45	2	0.5	-70	-8	-20

储层类型	产能变化特征	初始日产油/t	初始日产气/万方	稳产时间/a	日产油下降速率/(t/a)	日产气下降速率/(万方/a)	油压下降速率/(MPa/a)
孔缝洞型	高产稳产	110	28	6	-15	-4	-6
孔隙-孔洞型	高产稳产	112	6	6	-11	-1	-6
缝洞型	中产较稳产	30	8	1	-60	-8	-36
孔洞型	中低产不稳产	45	2	0.5	-70	-8	-20